解读浙江大学郭创新：虚拟电厂的发展观察——未来市场形态展望与关键技术

政策密集落地：从"正名"到统一技术语言

2025年，国家发改委、国家能源局联合发布关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见（发改能源〔2025〕357号），首次以专项政策形式为虚拟电厂"正名"。这份文件明确了虚拟电厂的调节能力目标——2027年达到2000万千瓦以上，2030年提升至5000万千瓦以上。在功能定位上，文件将虚拟电厂的功能优先级明确为"保供→消纳→市场完善"，以保供为基础，消纳与市场完善为两翼。同时要求虚拟电厂必须纳入电网安全应急体系，在电网紧急情况下接受电网调度。

2026年2月27日，GB/T 47241-2026《虚拟电厂技术导则》发布，同年9月1日正式实施。这是我国虚拟电厂领域首部覆盖全流程的推荐性国家标准，从技术层面为虚拟电厂定规立标。标准明确了虚拟电厂的身份定义：基于电力系统架构，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等分散资源，作为新型经营主体参与电力系统优化和市场交易的组织模式。

标准还明确了技术门槛：总聚合容量≥10MW，总调节容量≥5MW且单元≥1MW，调节速率≥3%/min，持续调节时间≥1h。

该标准与《虚拟电厂管理规范》《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》共同构成虚拟电厂国标体系，分别对应主体身份、能力要求和技术规范，统一了行业技术语言。

规模扩张背后的三重结构性矛盾

截至2025年底，全国虚拟电厂项目达470个，聚合容量1.2亿千瓦，实际可调节能力1685万千瓦，占2025年全社会最大用电负荷的6.8%。首批新型电力系统建设试点虚拟电厂13个，数量居所有试点方向首位。河北、广东、上海、浙江、山东等地在项目落地和平台建设上走在前列。

但在规模快速扩张的背后，行业正面临三个不容忽视的结构性矛盾。矛盾一：名义调节能力与真实可调能力落差巨大。多地调研显示，实测有效可调资源占名义聚合规模比例普遍不足20%，部分示范项目低于10%。运营商反馈：平台上报10万千瓦调节能力，调度敢纳入运行计划的最多只有2-3万千瓦。

矛盾二：盈利模式单一。全国绝大多数省份全年需要大规模响应的天数仅数日，其余300多天平台待机、无收益，需求响应几乎是唯一收入来源。矛盾三：市场竞争分散，规模效应不足。民营企业大量涌入，在运营商中占比超四成，市场竞争导致资源分散，小微平台受限于技术与运营能力，综合成本居高不下。制度跃迁给了虚拟电厂"合法身份"，但物理约束、市场机制和产业生态的滞后，正在形成新的发展瓶颈。

四地差异化路径：从常态化运营到精准响应

国内虚拟电厂初期从需求侧响应起步，逐步向市场化发展，各地因地制宜探索出不同的路径。浙江2022年打造省域虚拟电厂管控平台，2022年11月华能浙江虚拟电厂1号机组完成72小时试运行，成为全国首台接入调度系统参与实时响应调节的虚拟电厂。2025年全年开展市场化响应13次，全年削峰总电量1203万千瓦时，单日最大削峰负荷92.4万千瓦，全省总可调能力超190万千瓦。

山西走的是现货交易型路线。2022年6月发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，国内首创基于电能量市场分时价格信号交易模式。截止2026年中，全省虚拟电厂聚合容量达312.28万千瓦，调节容量达72.58万千瓦，累计结算电量18.78亿千瓦时，获得收益1871.35万元。深圳则建立了国内首个城市级虚拟电厂管理中心，采用"互联网+5G+智能网关"通信技术，已接入61家运营商、14696家资源用户，接入资源规模超475万千瓦，最大可调节负荷能力超过130万千瓦，开展精准响应达170次，响应频次全国最高，累计调节电量约857万千瓦时，减少碳排放约7168吨。

上海构建的是"一个交易市场+一体化管理调度平台+四大类城市特色资源+N类应用场景和示范验证项目"的超大城市虚拟电厂运行体系。截止2026年5月，总共注册虚拟电厂运营商63家，接入可调节总容量261.45万千瓦，主要在负荷侧参与需求响应，采用政府补偿机制。国内外实践验证了分时电价与市场信号的耦合效能，浙、晋、沪、深四地分别探索出常态化运营、现货交易型、超大城市负荷调控与城市级精准响应的差异化路径。

未来六类市场形态：从需求响应到多元收益

目前国内虚拟电厂商业模式仍以参与需求响应及第三方调峰市场为主，存在少量调频类虚拟电厂，其他交易品种仍有待开发。随着国内电力市场规则的完善，未来虚拟电厂的市场形态将逐渐多样化。报告提出了六类未来形态：大型售电公司、新能源聚合商、发用平衡基团、辅助服务提供商、电碳资产运营商和能源服务提供商。

大型售电公司模式下，售电公司聚合资源参与现货，日前日内价差套利，传递价格信号至零售侧，引导负荷转移、储能低充高放，调节报量报价曲线降低现货偏差考核风险，并从"赚价差"转向"赚服务"。新能源聚合商模式则是通过技术手段对大量分布式电源进行实时监测、功率预测和集群控制，将其"打包"成一个稳定、可调度的电源整体，代理海量分布式电源在现货市场中报量报价参与市场交易。

发用平衡基团模式下，虚拟电厂从调整量模型转换为绝对量模型，内部资源实现内部分布式交易，对外暴露发用电特性与集中式交易市场衔接。辅助服务提供商聚合非统调机组、独立用户侧储能等快速调节资源，参与爬坡、调频、备用等辅助服务品种。电碳资产运营商通过聚合环境价值、绿电绿证等运营获利，企业愈发关注自身环境价值。能源服务提供商则提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计等一系列服务，虚拟电厂参与市场并非唯一获利渠道，用户对虚拟电厂运营商有其他额外的能源诉求。

技术架构：从感知接入到多能互补的四层体系

报告将核心技术分为四层。感知与接入层通过直联、级联的接入方式，构建适合不同细分场景的轻量化低成本感知聚合方案。针对大用户/储能采用直联，针对海量小微资源采用级联。响应等级从一级到七级，一级响应时间≤1秒，七级响应时间>24小时。资源聚合模型按能量型、功率型、备用型、调频型、惯量型分类，通过无感分类聚合终端实现资源状态实时监视与秒级/毫秒级指令执行。

预测与评估层方面，发电侧融合气象预报、地理环境、历史功率，输入时序大模型，光伏出力预测准确率提升超10%。负荷侧基于TB级电力数据，预训练PowerGPT（如10亿参数），结合50类用户负荷模型，输出净负荷预测。多模态数据融合将气象图像、电价文本、设备时序状态全部Token化，形成能源基础模型的数据池。决策与调度层基于Transformer架构构建统一能源基础模型，实现电能量与现货、调频、碳核算等异质市场的多模态特征融合，基于系统安全、经济性与低碳性多目标函数的大规模预训练，实现从原始多模态数据到应急响应预案生成调度辅助决策的端到端映射。

市场与交易层方面，AI的深度嵌入正在驱动传统虚拟电厂从"被动响应"向"主动预测和交易"演进，重点在精准预测与优化调度、安全交易与透明决策两大核心领域。多能互补技术则针对包含冷热电3类能源形式的供能、用能设备，建立能量流设备模型，构建综合需求响应模型，通过多目标优化算法求得满足削峰填谷需求并兼顾经济性和环保性的最优用能计划。

金华样本：三级调控架构与无感分类聚合装置

金华全域虚拟电厂由浙江大学联合校企成立的虚拟电厂联合研究中心研发，2022年6月起正式投运，入选浙江省公司2022年数字化牵引实践成果，纳入省能源局2023年浙江省新型电力系统试点。项目面向金华全地域、广资源接入、多专业配合，实现区域全域资源的大规模接入，建成可调资源分时分类体系与分层分区体系，构建了调度层、运营层、资源层三层业务流程，覆盖需求响应、电力辅助服务以及面向电力市场的自主调节三大业务场景。

项目构建了海量分散资源"调度-运营-响应"三层级协同调控架构。基于三层调控框架，实现了分层级任务分配以及多目标协同调控。调度层以电网安全为优化目标，运营层以VPP整体调节成本最低为目标，响应层以用户侧综合用能成本最低为目标。通过运营层和响应层协同配合，实现区域调节能力互助共享，区域内资源调节响应率提升至95%以上。

项目还研制了无感分类聚合负荷调控装置，通过与用户侧能源资源（空调、充电桩、储能等）进行交互，实现了面向海量分散资源的分类聚合和无感调节，构建资源感知、调节控制的负荷调控闭环，使需求响应指令执行精度高达99.53%，分类聚合准确率提升17%。此外，项目开发了融合辅助决策的地区电网市县一体化精准调控系统，构建了金华可调资源参与电力市场交易的辅助决策框架。金华虚拟电厂上线以来，完成了全域9个市县区的资源试点接入，汇集储能、空调、充电桩、路灯、基站等7类资源、7家聚合商，在地市层面独立形成15.09万千瓦实际无感调节能力，累计调节电量200万以上千瓦时，共计赚取74万元收益，并在杭州亚运期间支撑了金华亚运场馆的重特大供电保障任务。

未来展望：五维攻坚方向

报告最后从安全运行、技术攻坚、标准实用和商业模式四个方向提出了未来展望。安全运行方面，要保障海量终端接入的网络安全与数据隐私，强化参与调频、备用等辅助服务时的物理运行安全边界，推动调度系统与虚拟电厂平台间双向可信认证与安全隔离。技术攻坚方面，要深化"AI大模型+边缘计算"在虚拟电厂的融合，攻关海量分散资源的精准预测与秒级响应控制，突破分布式资源群调控关键技术，提升主动支撑能力，将海量"沉睡"的负荷侧资源转化为电网灵活调节池。

标准实用方面，要建立覆盖资源接入、数据交互与并网调控的统一标准，推动ITU国际标准立项，实现与国内标准衔接，制定统一的通信协议与接口规范，实现设备互操作，支持各类资源"即插即用"，形成国标/地标/企标多层次标准体系。商业模式方面，鼓励虚拟电厂开展业务创新，拓展多元服务场景。配网侧实现配网治理与市场套利双重价值，交易侧以批零协同优化储能充放电，提高价差捕获效率，风险侧通过电-碳-绿证协同交易对冲现货波动，形成五维收益结构，实现从补贴依赖到内生收益转型。

截至2025年底，全国虚拟电厂项目达470个，聚合容量1.2亿千瓦，实际可调节能力1685万千瓦，占2025年全社会最大用电负荷的6.8%。首批新型电力系统建设试点虚拟电厂13个，数量居所有试点方向首位。这些数据表明虚拟电厂已经形成了一定的规模基础，但实际可调节能力与聚合容量之间的差距仍然显著。 实测有效可调资源占名义聚合规模比例普遍不足20%，部分示范项目低于10%。民营企业大量涌入，在运营商中占比超四成，市场竞争导致资源分散，小微平台受限于技术与运营能力，综合成本居高不下。全国绝大多数省份全年需要大规模响应的天数仅数日，其余300多天平台待机、无收益。这说明虚拟电厂在规模扩张的同时，如何提升真实可调能力和盈利能力，仍是行业面临的核心挑战。

浙江2025年全年开展市场化响应13次，全年削峰总电量1203万千瓦时，单日最大削峰负荷92.4万千瓦，全省总可调能力超190万千瓦，推出"电量调节收益+备用容量补偿"的收益组合，采用"AI大数据+现场实测"双轨认证。山西截止2026年中，全省虚拟电厂聚合容量达312.28万千瓦，调节容量达72.58万千瓦，累计结算电量18.78亿千瓦时，获得收益1871.35万元，是国内现货交易型虚拟电厂的典型。 上海截止2026年5月，总共注册虚拟电厂运营商63家，接入可调节总容量261.45万千瓦，开展算力协同、秒级快速调节等业务场景探索与实践。深圳已接入61家运营商、14696家资源用户，接入资源规模超475万千瓦，最大可调节负荷能力超过130万千瓦，开展精准响应达170次，累计调节电量约857万千瓦时，减少碳排放约7168吨，创造社会直接经济效益达2.3亿元。四地在资源规模、市场机制和运营模式上各有侧重，但都在探索适合自身特点的虚拟电厂发展路径。